我国东海、南海、青藏高原和黑龙江都可能存在可燃冰。2000年底在南海发现了巨大的可燃冰带，估计总储量相当于我国石油总储量的一半。2007年5月，中国地质调查局在南海成功实施了第一口天然气水合物探井，获得可燃冰的实物样品(图7－35)。而在东海也已圈定了可燃冰的远景区，并作出了“蕴藏量很可观”的结论。据预测，我国可燃冰资源量将超过2000×108t油当量。其中，南海海域约650×108t，青藏和黑龙江冻土带则有1400×108t。
(一)青藏高原天然气水合物资源前景
我国是世界上多年冻土分布面积第三大国，约占世界多年冻土面积的10%，其中青藏高原多年冻土区面积占世界多年冻土面积的7%。青藏高原是世界上海拔最高的多年冻土区，多年冻土面积约为140×104km2。青藏高原冻土的空间分布基本与气温分布相吻合，并受地形变化和山脉走向的控制。根据高原多年冻土带的分布特征，可将其分为4个区域:阿尔金山/祁连山多年冻土区，分布于柴达木盆地北东缘;羌塘盆地多年冻土区，主要分布于羌塘地区，受羌塘/可可西里低温中心控制;藏东高山岛状多年冻土区，分布在昌都地区;喜马拉雅山高山岛状多年冻土区，分布于定日—岗巴一线，受喜马拉雅低温中心控制。其中，分布在平均海拔4500～5000m之间的羌塘盆地大片连续的多年冻土区构成了高原多年冻土区的主体 ( 黄朋等，2002) 。青藏高原多年冻土区基本具备形成天然气水合物的温压条件。据 《中国地质矿产报》报道，中国地质大学( 武汉) 和中南石油局第五物探大队在藏北高原羌塘盆地开展的面积为 40184km2的大规模地球物理勘探成果表明: 继塔里木盆地后，西藏地区很有可能成为我国 21 世纪第二个石油资源战略接替区。青藏高原是中纬度最年轻、最高大的高原冻土区，石炭系、二叠系、古近系、新近系、第四系沉积深厚，河湖海相沉积中有机质含量高。第四系伴随高原强烈隆升，遭受广泛的冰川 － 冰源作用，冰盖压力使下伏沉积物中天然气水合物稳定性增强，尤其是羌塘盆地和甜水海盆地，完全有可能具备天然气水合物稳定存在的条件。中国科学院兰州冰川冻土研究所在 20 世纪 60 年代和 70 年代，分别在祁连山海拔4000m 的多年冻土区和青藏高原海拔 4700m 的五道梁多年冻土区钻探发现类似天然气水合物显示的大量征兆和现象。
目前世界上多年冻土区勘探到得天然气水合物主要集中在俄罗斯东西伯利亚、西西伯利亚、美国阿拉斯加以及加拿大的马更些三角洲等地，这些地区的地理位置都在北极圈附近，因而有极地多年冻土之称。我国青藏高原多年冻土却分布在中纬度地带，与极地多年冻土的状态不完全相同，由此可能引起天然气水合物赋存条件和基本特征的差异。表 7 －7 列举了极地和高原多年冻土及天然气水合物的基本特征。由表 7 －7 可见，极地多年冻土厚度大 ( 一般 400 ～ 500m) 、天然气水合物埋藏深度也大 ( 320 ～1500m) ，主要气体成分为甲烷。我国多年冻土层内和层下的地热带梯度均在美国阿拉斯加地区的地热梯度范围内，但多年冻土厚度明显偏薄，由此将影响天然气水合物的埋藏深度和气体成分。根据少数几个 100m 以内浅层地温资料推算的地温曲线与几种天然气水合物标准相图的资料，说明我国青藏高原多年冻土区内有可能赋存有以硫化氢、乙烷和丙烷为主体的重烃类天然气水合物，且其埋藏深度较浅 ( 可能为 100 ～ 1000m)( 郭平等，2006) 。
图7－35我国在南海中钻得的天然气水合物样品图 (图片来源:新华网)
表7－7极地和高原多年冻土及水合物特征表
(据郭平等，2006)
此外，由于天然气水合物在分解过程中会降温，分解出来的水分子可能成冰并包裹在未分解天然气水合物外围，阻止天然气水合物的进一步分解，这就是天然气水合物的“自保效应”引起的以甲烷为主体的烃类天然气水合物存在的可能。
(二)南海陆坡区天然气水合物资源前景
佐藤干夫根据1992以前公开发表的具有良好的BSR分布的海域分析发现，BSR的分布面积与研究海域的面积之比具有一定的统计规律，一般BSR分布的区块面积约占该海域的20%～25%。据计算，南海海域天然气水合物稳定带的厚度大于50m的陆坡面积约为817453.35km2。如果按照其面积的25%作为南海海域BSR潜在分布区的话，其面积约为204363.3km2。但是，严格来说，这个数值作为计算南海水合物资源量的面积参数具有很大的不确定性。为获得更加准确的资源量评价数据，对南海海域以往所获取的所有地震剖面进行了分析研究，以BSR的出现为依据，在南海划分了11个天然气水合物远景分布区，分别是:台西南区块、东沙南区块、神狐东区块、西沙海槽区块、西沙北区块、西沙南区块、中建南区块、万安北区块、北康北区块、南沙中区块和礼乐东区块。统计出了各远景区块天然气水合物的有效分布面积，最后得到整个南海海域BSR有效分布面积约为125833.3km2(表7－8)。
表7－8南海海域天然气水合物远景区天然气水合物分布面积及厚度表
续表
(据杨木壮等，2002)
为了确定含天然气水合物沉积层的有效厚度，以根据温压条件预测的天然气水合物稳定厚度作为含天然气水合物层厚度的基础数据，然后参与各区典型BSR深度以及振幅空白带分布区间来修正含水合物层的有效厚度，在已经开展天然气水合物资源调查的西沙海槽、东沙和神狐海域，直接将统计出的BSR之上的弱振幅带的厚度作为含天然气水合物层的厚度，各远景区块天然气水合物成矿带的厚度大体在47～389m之间(表7－8)。
根据上述参数，利用蒙托卡洛法计算了我国南海海域天然气水合物的资源量，在90%概率条件下，南海海域天然气水合物资源量约为76.32×1011m3，相当于76.32×108t油当量;在50%概率条件下，天然气水合物资源量约为649.68×1011m3，相当于649.68×108t油当量;在10%概率条件下，天然气水合物资源量约为1951.28×1011m3，相当于1951.28×108t油当量(图7－36)(金庆焕等，2006)。
图7－36我国南海海域天然气水合物资源量累计频率分布曲线图 (据金庆焕等，2006)
(三)我国东海天然气水合物资源前景
研究表明，东海天然气水合物分布的有利远景区主要在冲绳海槽西南部，大约在24°～28°N，122°～128°E区域范围内。杨木壮等(2002)利用该海域的海底温度、地温梯度、海水深度和盐度参数，计算了纯甲烷体系中天然气水合物稳定带厚度。在该海域92个计算点中，除了有3个点由于地温梯度低，天然气水合物稳定带厚度超过500m外，其余位置天然气水合物稳定带厚度均在500m以下，分布区间大约在50～491.7m，平均值为141.6m。天然气水合物稳定带的分布面积约5250km2。
作为根据上述数据，对东海海域天然气水合物资源量进行了初步测算，在90%概率条件下，东海海域天然气水合物资源量约为3.53×1011m3，相当于3.53×108t油当量;在50%概率条件下，天然气水合物资源量约为33.76×1011m3，相当于33.76×108t油当量;在10%概率条件下，天然气水合物资源量约为103.72×1011m3，相当于103.72×108t油当量(图7－37)。
图7－37我国东海海域天然气水合物资源量累计频率分布曲线图 (据金庆焕等，2006)
应该指出的是，根据国外钻探证实，在含天然气水合物沉积层之下，还经常存在储量相当可观的游离气体。但是，由于资料所限，难以确定游离气的分布状况，也难以选择合理的参数来估计游离气的资源量。因此，上述计算仅限于天然气水合物中甲烷气的资源量，没有考虑游离气的资源量。
在计算东海的天然气水合物资源量的时候，由于受资料的限制，将天然气水合物稳定带的厚度取代了天然气水合物成矿带的厚度来计算天然气水合物资源量，计算结果可能有所偏大。总之，在目前勘探程度低以及很多评价参数不能准确给定的情况下，对我国海域天然气水合物资源量估算是非常初步的。随着我国海域天然气水合物勘探和研究程度的深入以及所获资料的增多，今后有必要对上述预测结果进行修正(金庆焕等，2006)。